Los datos de la actividad petrolera y los planes de las operadoras en los Estados Unidos sugieren que el «Drill baby drill» del presidente Donald Trump esta lejos de ocurrir. Las petroleras se mantienen firmes en la búsqueda de ganancias de eficiencia para sostener e incrementar marginalmente la producción en lugar de perforar más pozos. Con ese enfoque la producción diaria en EE.UU. sumó casi un millón de barriles más desde 2019 y agregaría menos de 500.000 bpd hasta 2026.
Trump resumió en su discurso de inauguración lo que espera de la industria en los próximos años: reducir los costos energéticos mediante un gran aumento en la oferta de energía. «Vamos a bajar los precios, llenar nuestras reservas estratégicas nuevamente y exportar energía americana a todo el mundo», dijo.
El nuevo secretario del Tesoro, Scott Bessent, le puso una cifra a esa expectativa. Bessent propone tres metas económicas para la administración Trump: un promedio de 3% de incremento anual del PBI, déficits anuales de no más de 3% del PBI y una producción adicional de “3 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boepd)”.
Para allanar el camino al objetivo energético del plan «3-3-3» del Tesoro, el presidente firmó una orden ejecutiva declarando una «emergencia energética nacional». La orden no altera las leyes vinculadas con la política energética federal, sino que exige a las agencias federales explorar formas de impulsar el suministro de energía nacional de acuerdo con la emergencia declarada.
El principal objetivo es facilitar la construcción de líneas eléctricas, gasoductos y oleoductos interestatales. La producción de hidrocarburos es récord en EE.UU., pero los proyectos de gasoductos y líneas de transmisión no están yendo a la velocidad necesaria como para cubrir el crecimiento de la demanda eléctrica. La orden es nacional pero menciona tres áreas geográficas en particular: la Costa Oeste, el Noreste y Alaska.
Producción y expectativas
El Tesoro ha sido ambiguo en torno a la información sobre el plan de Bessent y si se refiere solo al crecimiento del petróleo o a todos los hidrocarburos. En cualquier caso, los planes de inversión de las petroleras y la poca actividad de perforación no hacen pensar en un salto importante en la producción venidera de petróleo crudo en los EE.UU.
La Administración de Información Energética (EIA por sus siglas en inglés) da cuenta en su último reporte sobre perspectivas de corto plazo que la producción de crudo aumentará en 300.000 bpd este año. La producción promedió 13,2 millones de bpd en 2024 y promediará 13,5 millones de barriles diarios en 2025. El crecimiento sería prácticamente nulo en 2026, totalizando 13.6 millones de bpd.
La producción actual y la esperada muestran una vez más la ralentización en el crecimiento de la producción. Según la EIA, EE.UU. pasó de producir 12.314.000 barriles por día en 2019 a 13,2 millones diarios el año pasado. Es decir, se tardó cinco años en sumar casi un millón de barriles más.
El sostenimiento de la producción nacional dependerá fundamentalmente de Permian, la formación estrella de shale oil del país. Permian representará más del 50% de la producción nacional de crudo en 2026 según el organismo federal. Pero el crecimiento esperado de la producción en esa formación en 2026 será compensado por la contracción en otras regiones petroleras, razón que explica la intención de Trump de relanzar la exploración y producción en Alaska y el Golfo de México.
Ganancias de eficiencia
La actividad de perforación de nuevos pozos da cuenta de las ganancias de eficiencia alcanzadas en el shale. La producción de hidrocarburos es récord pese a que el número activo de equipos de perforación es históricamente bajo.
Baker Hughes informó en enero una baja interanual en los rigs de perforación de petróleo y gas activos, con 576 equipos activos en enero de 2025 contra 621 rigs en operación en enero de 2024. Antes de la pandemia, el mínimo histórico de equipos fue de 407 unidades en mayo de 2016.
Otra forma de ver la poca actividad perforatoria es el stock de pozos perforados, pero sin completar, llamados DUC. Una tendencia a la baja en el número de pozos DUC indica que las productoras están completando más pozos de los que están perforando. Un reporte del EIA de agosto informaba que el stock se encontraba levemente por encima de los 1000 pozos, manteniendo el mismo nivel de los últimos tres años y muy por debajo de los casi 4500 pozos de mediados de 2020.
Las empresas de servicios de campo anticipan otro año de baja demanda. Halliburton informó una baja de 7% en sus ingresos en Norteamérica en el último trimestre de 2024 producto de una menor demanda de sus servicios de estimulación (fracking) y espera para este año una actividad incluso menor.
«Espero que nuestros ingresos en América del Norte disminuyan a un dígito entre bajo y mediano con respecto a los niveles de 2024 o que se mantengan aproximadamente sin cambios con respecto a la segunda mitad de 2024”, dijo Jeff Miller, presidente y CEO de Halliburton.
Mayor oferta global
De fondo, la razón última de las productoras para no aumentar agresivamente la producción en EE.UU. son los precios del crudo, que indican un posible escenario de mayor oferta global de petróleo.
La EIA proyecta que el Brent promediará un precio de 74 dólares por barril en 2025, por debajo de los 81 dólares de 2024.
Este precio aún resulta atractivo para la producción de shale oil en EE.UU., con un precio de equilibrio o breakeven estimado en US$ 45 por barril, según un reporte de Rystad Energy. El precio de equilibrio marca cuál es el umbral mínimo de rentabilidad de un tipo de producción, sin contar costos como el transporte del crudo.
No obstante, el informe de la consultora noruega agrega que la producción onshore en Medio Oriente es la fuente más barata de nueva producción, con un precio de equilibrio de US$ 27 por barril. La producción offshore tiene un precio de US$ 37 por barril y la offshore de aguas profundas US$ 43.
Rystad concluye que es probable que haya más oferta de crudo en 2030, impulsada principalmente por la producción de los países de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), donde los costos son bajos y el potencial de recursos es alto.
Bajo ese escenario, se explica porqué las petroleras están optando por premiar a los inversores con recompras de acciones o pagos de dividendos antes que en invertir en aumentar la producción.
, Nicolás Deza
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